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储能全面入市现货市场！价差红利消退，行业告别“低充高放”躺赚时代

中国能源产业发展网发布时间：

2026-11-11 10:43

【中国能源产业发展网】获悉，近日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），首次在国家层面明确电力现货市场三级运营体系，明确要求储能、虚拟电厂等新型主体全面入市，支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与电力现货市场申报、出清、调用、结算和考核等。这意味着储能制度环境的关注点，已从“要不要入市”转向“以什么身份入市、按什么规则结算”。

从政策叫停强制配储、推动新能源全面入市，到建立电网侧独立储能容量电价机制，储能入市的制度环境逐步推进。储能入市路径始于地方试点：2023年10月，广东率先实现独立储能以“报量报价”方式参与现货交易；2024年6月，山东电力现货市场转正式运行，28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化入市。截至2026年9月，全国已有10个省级电力现货市场正式运行，各省因地制宜推出适配本地的储能入市规则。

《征求意见稿》将地方探索上升为全国统一规则。作为全国统一电力市场“1+6”规则体系中现货领域的主干规则，这份文件具备全国指导性、原则性与通用性。国网能源研究院新能源研究所正高级工程师时智勇向《中国能源报》记者表示，《征求意见稿》释放两大信号：一是市场公平性，坚持无歧视原则，把各类新型经营主体统一纳入市场框架；二是与时俱进，储能在源、网、荷不同环节呈现多元形态，规则需要适配这种多元性，调动分散的调节资源。

新能源配储的底层定位也随之改变。早期新能源强制配储阶段，储能成本高、利用率低，被视为企业投资包袱；固定上网电价阶段，储能的主要功能是填补发电预测偏差，价值体现为“合规工具”；随着新能源全面入市，场站收益直接暴露在现货价格波动之中，储能的价值逐步转向“运营获利工具”。时智勇分析，中国新能源已经成为第一大装机电源，后续出力预测、计划执行等并网标准将持续收紧，储能能够有效对冲发电波动，帮助场站降低偏差考核风险。

公开报道显示，储能的价值呈现多元化特征：其一，保障收益基本盘，东部不少新能源项目机制电量占比高达80%—90%，配置储能有助于提升实际发电量，保障机制电量足额兑现；其二，提升电价收益，在电价差较大区域，储能低价充电、高价放电，是平抑收益波动、提升项目电价水平的有效手段；其三，压缩用电成本，以光伏电站为例，夜间无发电输出时仍需从电网购电，通过储能自给供电可以实现精细化运营、减少购电支出；其四，满足规划要求，按照《可再生能源发展“十五五”规划》，2030年全国风电光伏平均置信出力达到8%，光伏夜间出力基本归零，不配储能几乎无法满足该指标要求。

“联合报价机制的本质，是把储能使用权交还场站，让场站具备可调度、可计划运行能力。”时智勇强调，新能源配储不再只是“装了就算完成”的附属资产，而成为场站参与现货博弈的可调度调节单元，服务于场站整体收益最大化。不过，价差是储能现货收益的“生命线”，行业普遍将0.3元/千瓦时左右的月均价差视为储能套利的盈亏平衡参考线，当前多数省份实际价差仍在附近徘徊甚至低于门槛，行业整体峰谷价差中枢呈现下移态势。较价差收窄，连续性负电价的风险更值得警惕。“短时负电价是储能低成本充电的窗口，真正风险来自长时间、连续性负电价。”时智勇指出，北方供暖季，新能源大发与煤电刚性出力叠加，可能出现持续数小时乃至更长时间的负电价，储能仅有充电机会、没有放电窗口，充放电循环无法闭环，套利收益无从谈起。中关村储能产业技术联盟电力市场专委会秘书长郑华进一步指出，对储能资产运营方而言，参与现货的风险在于荷电状态（SOC）的时序耦合引发滚动偏差放大，并因责任主体绑定而被动承接新能源出力波动的连带考核。

制度层面的“托底”正在补齐。2026年年初发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制，容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础、依据顶峰能力折算；业内测算，容量补偿仅可覆盖储能固定成本约30%，不足以独立支撑盈利。政策已明确储能充放电循环对应电量可减免输配电价，实际操作中，储能充电多发生在电力供大于求时段，循环电量对应的系统运行费是否同步纳入减免，有待后续细化规则回应。价差中枢下移、连续性负电价阻断充放电循环、容量“底薪”覆盖有限，是储能现货收益直面的三重挑战。郑华指出，新能源与储能联合报价催生新的博弈：联合体内收益与风险权责界定、联合储能与独立储能由合作转变为竞争博弈、配储新能源与其他经营主体的公平交易权等问题将逐渐凸显。面对新的市场格局，时智勇指出，投资判断需要兼顾三个尺度——往远看，储能是高比例新能源电力系统的基础要素，长期空间确定；往大看，电力交易仍以省为单位组织，价格水平与本省电源、负荷结构强相关，简单复制外地模式风险上升；往细看，独立储能、新能源配储、绿电直连、虚拟电厂等不同形态盈利逻辑各不相同，需要具体问题具体分析。落到项目实操层面，核心竞争力来自设备可靠性、市场化运营能力、跨领域资源整合能力三项能力的组合。现货价差的根本功能在于释放价格信号、引导储能合理布局，为项目承诺稳定套利收益并不属于其功能范畴；“唯价差套利”的商业模式正在失效，储能收益结构正在从单一电能量价差，向“容量托底+现货择时套利+辅助服务”多元收益组合转型。对经营主体而言，真正的“分水岭”不在于抓住某一次价差机会，而在于长期推演能力。“要结合国家和省级中长期规划、电源建设节奏、负荷增长曲线和输电通道布局，预判数年乃至十年维度的价格走向，为投资决策提供支撑。”时智勇称。

【来源：中国能源网】

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